解读104页PPT：电力现货交易理论、规则、价格预测及负荷预测！

电改三十年：从集资办电到现货市场全覆盖

材料用一张时间轴清晰勾勒了我国电力体制改革的脉络。1980至1996年的集资办电阶段，打破了中央政府独家办电的格局，引入多元发电投资主体；1997至2001年政企分开，撤销电力部、成立国家电力公司，培育企业的市场主体地位；2002年厂网分开，将国家电力公司重组为2家电网公司、5家发电集团和4家辅业集团，发电侧引入竞争机制。

2015年成为新一轮电改的起点。中发9号文印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，目标实现“三放开、一独立、三加强”。2017年，发改办能源1453号文选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批现货试点。2021年，发改办体改339号文将上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市列为第二批试点。

2024年，发改价格196号文建立健全电力辅助服务市场价格机制；2025年，发改办体改394号文要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖。其中，湖北电力现货市场要在2025年6月底前、浙江要在2025年底前转入正式运行，安徽、陕西力争在2026年6月底前转入正式运行。2025年底前，福建、四川、辽宁、重庆、湖南、宁夏、江苏、河北南网、江西、河南、上海、吉林、黑龙江、新疆、蒙东、青海要启动现货市场连续结算试运行。

电力商品特殊性决定了市场的独特设计

材料指出，电力系统是一个超大规模、非线性、时变能量系统，是世界上最复杂的人工系统。电力作为一种特殊商品，除一般商品属性外，还具有公益和安全属性，遵循其特有的技术经济规律。

这种特殊性体现在多个维度。发用实时平衡、输送存在约束、高度标准化和同质化、社会经济属性、安全稳定属性和绿色低碳属性，构成了电力商品的特殊性；而时间维度差异性、空间维度差异性、无品质差异、长期机制和冗余度、安全裕度、新能源消纳，则构成了电力交易的特殊性。

材料进一步归纳了几对核心矛盾：供需平衡的实时性与机组启停的计划性之间的矛盾，新能源高占比与调节能力缺失之间的矛盾，同质化的电能与差异化的发电方式之间的矛盾。

。客体维度包括电能量市场、电力辅助服务市场、输电权市场和容量市场；时间维度覆盖多年、年、月、多日、日前、日内、实时市场；空间维度则包括国家、区域、省三种地域形态。

集中式与分散式：两种市场模式各有适用场景

材料详细对比了集中式和分散式两种电力市场模式。集中式电力市场主要以中长期差价合约管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价。发电厂商和电力用户达成的双边合约仅用于结算，并不要求在机组组合和发电计划安排中予以执行，主要的发电机组组合和计划安排由电网调度机构通过日前市场集中决策。集中式模式以美国、澳大利亚、新西兰和新加坡为代表。

分散式电力市场则主要以中长期实物合约为基础，由发用双方在日前阶段先行确定发用电曲线和部分机组启停状态，偏差电量通过日前、日内、实时平衡交易进行调节。市场主体可基于实物交易结果，自主确定发电计划，提交给电网调度机构安全校核后，作为调度计划基础。分散式模式以英国、北欧为代表。

从优缺点看，集中式模式的市场效益和资源配置效率较好，便于形成统一明确的价格信号，但对市场风险规避手段和监管能力要求较高；分散式模式的市场风险管理难度较小，交易机会丰富，但需要市场主体对电力电量平衡负责，对可用输电容量计算和及时信息披露的要求较高。

现货市场体系：日前、日内与实时三级联动

现货市场一般包括日前市场、日内市场和实时市场。日前市场按日组织，根据经营主体日前交易申报，在考虑电网运行和物理约束的前提下，满足日前市场负荷需求和备用需求，以社会福利最大为目标，进行集中优化出清。如不开展日前市场，可选择开展日前预出清，日前预出清结果不作为结算依据，仅向经营主体披露。

日内市场在运行日根据系统运行情况和最新预测信息，滚动优化快速启停机组等灵活调节资源，以满足系统平衡要求。实时市场则在运行日根据经营主体申报，在机组组合基本确定的基础上，考虑电网实际运行状态和物理约束，满足超短期负荷预测和备用需求，以社会福利最大为目标进行出清。

可靠性机组组合是日前市场的重要环节，根据发电侧报价、可再生能源出力预测、省间送受电计划和系统负荷预测等，确定需要启停的机组。出清价格形成机制包括节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价三种。节点边际电价等于电能价格分量加输电阻塞分量，由于输电阻塞信号将传递给经营主体，节点电价被视为输电阻塞管理的重要方法，并为阻塞费用分摊提供依据。

SCUC与SCED：安全与经济的双重优化

材料用大量篇幅介绍了SCUC和SCED两个核心出清模型。SCUC市场出清以发电成本最低为优化目标，综合考虑系统运行、机组运行、机组群、网络安全约束等约束条件，优化机组开停机和出力计划，为下一步SCED出清提供机组开停计划。该模型类型为混合整数规划模型，一般采用分支定界法求解。

SCED安全约束经济调度则应用SCUC结果，在满足电网安全约束的条件下进行经济调度，优化发电成本。在单侧竞价的现货电力市场中，出清模型的目标为最小化系统运行成本。约束条件包括节点功率平衡约束、机组出力约束、机组爬坡约束和线路潮流约束。

两者的分工十分明确。SCUC以系统安全为主，求解机组开机方式，时间尺度为多天；SCED在系统安全基础上提升经济性，求解分时功率和节点电价，时间尺度为一天。SCED的机组组合为已知量，融入省间交易结果、辅助服务交易结果和新型主体部分交易结果。

省间现货交易：大范围资源优化配置的新通道

省间电力现货交易在落实省间中长期交易基础上，利用省间通道剩余输电能力，开展省间日前、日内电能量交易，为实物交易。其目标是充分利用省间通道输电能力，促进资源大范围优化配置和可再生能源大范围消纳。交易品种为卖方发电企业与买方电网企业、售电公司、电力用户之间进行的电能量交易。该市场2022年1月试运行，2024年10月正式运行。

交易节点方面，一般情况下1个省为1个交易节点。当省内出现严重阻塞且该阻塞相对频繁发生时，可定义多个交易节点。国调中心、网调直调机组按照批复的电力消纳方式确定其所属交易节点，省内消纳的机组纳入省内交易节点，多省消纳的机组可设为独立交易节点。节点内以及同一省内不同节点间的市场主体不允许开展省间电力现货交易。

可用输电容量（ATC）指电网在已有交易或合同基础上可进一步用于交易的剩余输电容量。市场主体可据此进行预判和决策从而开展交易。协调优化策略方面，时序上先进行省内申报，省内预出清后保持开机状态且有持留容量，然后预测对比省内价格与省间价格，省内申报时合理分段保持空间。

新型主体参与：储能与虚拟电厂的商业模式

独立储能的商业模式包括电能量价差、调频辅助服务、容量补偿和容量租赁。报量不报价模式下，储能作为价格接受者，申报96/24个时间点的充放电功率曲线，山西和甘肃采用此模式，收益来源为电能量价差和调频辅助服务。报量报价模式下，储能申报相关参数及充放电量价曲线，参与日前出清，山东采用此模式，收益来源还包括容量租赁。储能成本核算采用全寿命周期成本模型，考虑初始投资成本、运行维护及更换成本、电池回收价值以及充放电损耗。

虚拟电厂将有调节能力的优质资源有机聚合，挖掘资源潜力，实现资源价值。“虚拟”指采用信息化技术聚合资源，“电厂”指如传统电厂可控可调。可聚合的资源包括储能、分布式光伏、充电桩、换电站、自备发电、蓄热电锅炉、冷库、中央空调、智能楼宇、水处理厂、带仓储的工厂、工厂辅机等。调节方式包括设备的投切、设备功率调节、负荷的平移、充放电状态控制、工作班制调整、自备发电等。

虚拟电厂可分为电源型、负荷型、储能型和混合型四类。电源型具有能量出售能力，可参与能量市场并视情形参与辅助服务市场；负荷型具有功率调节能力，可参与辅助服务市场，能量出售属性不足；储能型可参与辅助服务市场，也可部分时段通过放电出售电能；混合型则是全能型角色。山东的虚拟电厂机组分为发电储能类机组（#1机）、全电量负荷类机组（#2F机）和调节量负荷类机组（#2R机），按直控型（秒级）、短时响应型（6小时内）和长时响应型（6-16小时）分类。

材料列出了部分省区的申报和出清价格范围。出清价格范围不小于申报价格范围，这是价格形成机制的一个基本原则。例如山东申报范围为-80至1300元/兆瓦时，而出清范围扩大到-100至1500元/兆瓦时；浙江申报范围为-200至800元/兆瓦时，出清范围上限提高到1200元/兆瓦时。 蒙西的出清范围用“≤5180”表示，较为特殊。甘肃和陕西的申报与出清范围完全一致，均为40至650元/兆瓦时和40至1000元/兆瓦时。广东的申报范围表述为“与燃料价格挂钩”。对于市场间交易，考虑输电成本，受入地区市场上限价格不应低于送出地区市场上限价格。

材料给出了常规燃煤机组启动费用的申报上限标准。200MW及以下机组为40万元/次，300-350MW机组为50万元/次，600MW及以上机组为70万元/次。申报的启动费用不得超过火电机组启动费用上限，发电机组实际的启动状态根据调度自动化系统记录的启停机时间信息进行认定。 电能量费用申报方面，发电机组一般分3至10段报价，第一段出力区间起点为机组的最小稳定出力，最后一段出力区间终点为机组的可调出力上限，每一个报价段的起始出力点必须等于上一报价段的出力终点。报价曲线必须随出力增加单调非递减，每段报价段的长度符合机组额定有功功率的5%或1MW的要求。